Свойства пластовых вод

На Сугмутском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 11 скважинах (18 объектов), по которым изучались подошвенные воды пластов АС и БС.

Комплекс гидрогеологических исследований в скважинах при испытании водоносных объектов включает проведение следующих работ:

· определение дебита водоносного объекта, газонасыщенности пластовых вод;

· отбор проб пластовой воды и растворенного в ней газа на химический анализ;

· прослеживание восстановления уровня (до статического) по стволу в не переливающих скважинах;

· замер пластовых и забойных давлений, пластовых температур.

Результаты анализов всех отобранных проб систематизированы в таблице 3.4.2 по разведочным скважинам.

Вскрытие водоносных горизонтов проводилось в скважинах путем перфорации эксплуатационной колонны, заполненной глинистым раствором плотностью 1.05-1.21 г/см³. После исследования водоносного объекта отбирались пластовые воды на устье скважин при обратной промывке. Пробы воды отправлялись в Центральную лабораторию Тюменьгеологии, где определялся химический состав, минерализация, наличие попутных компонентов - йода, брома, лития и физические свойства пластовых вод.

Таблица 3.4.2 - Химический состав и минерализация пластовых вод по поисково-разведочным скважинам Сугмутского месторождения

Таблица 3.4.1 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Сугмутского месторождения

Северная залежь

Результаты анализа поверхностных проб нефти

Физико-химические свойства поверхностных проб нефти изучены по результатам исследования пробы из скв. 422. Плотность нефти при стандартных условиях составляет 852 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 ⁰С равна 8.23 мм²/с, а при 50 ⁰С – 3.81 мм²/с. Соответствующие величины динамической вязкости имеют значения 7.01 мПа*с и 3.16 мПа*с. Содержание серы равно 0.36 % мас., парафинов – 2.44 % мас., смол силикагелевых – 4.77 % мас., асфальтенов – 1.18 % мас. Выход легких фракций до 300 ⁰C – 52 % об. Согласно ГОСТ Р 51858-2002, по плотности нефть относится к типу 2 (средняя), по массовой доле серы – к классу 1 (малосернистая). Шифр классификации нефти – 1.2.1.1 ГОСТ Р 51858-2002.

По химическому варианту выход сырья для основных технологических процессов составляет:

· процесс риформинга - используются фракции 65-85°C и 85-180°C, выход на нефть составляет соответственно 1 % масс. и 19 % масс.;

· процесс каталитического крекинга - используется фракция с температурой выкипания выше 350°C, выход на нефть составляет 38 % масс.

· По топливному варианту – выход основных дистиллятных погонов составляет:

· бензиновая фракция НК-180°C - 20 % масс.;

· керосиновая фракция 120-250°C - 31 % масс.;

· дизельная фракция 180-350°C - 42 % масс.;

· дистиллятный остаток > 350°C - 38 % масс.

Нефть рекомендуется в качестве сырья для получения базового масла из остатка и не рекомендуется в качестве сырья для получения битумов.

На данном этапе изученности параметры флюидов рекомендуется принять по аналогии с основной залежью резервуара БС₉².

1.4 Динамика показателей разработки месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Назначения и область применения методов повышения нефтеотдачи пласта